CC BY
149
ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ СОСТАВА И СВОЙСТВ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ (НА ПРИМЕРЕ РОСТОВЦЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)
Т.Д. Островская, В.В. Островская, Г.С. Фёдорова, А.С.Варягова
(ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Западная Сибирь представляет собой одну из крупнейших нефтегазоносных провинций мира, в ее пределах открыто порядка 200 месторождений. Согласно существующему районированию, на территории провинции выделено 14 нефтегазоносных областей [1].
По фазовому состоянию залежи месторождений в регионе делятся на два основных типа - нефтяные и газоконденсатные. Нефтяные залежи как по углеводородному составу, так и по структурной приуроченности правомерно разделить на два подтипа - нефтяные залежи нефтяных месторождений и нефтяные оторочки газоконденсатных месторождений.
Обширный фактический материал, полученный в результате комплексных физико-химических и структурно-хроматографических исследований нефтей и газового конденсата на стадии геологоразведочных работ, позволяет не только охарактеризовать состав отдельно взятых залежей, но и проследить его изменение по разрезу, выявить направленность изменений фазового состояния углеводородных скоплений, установить генетическую связь залежей различного фазового состояния и т. д.
Нефтяные месторождения концентрируются в основном на территории Среднеобской и Приуральской нефтегазоносных областей. Месторождения, как правило, являются многопластовыми (до 6-8 продуктивных объектов).
К числу наиболее детально изученных месторождений Среднеобской нефтегазоносной области относятся Самотлорское, Варьеган-ское, Федоровское, Салымское, Балыкская группа и др.
На Самотлорском месторождении исследованы нефти нижнемеловых отложений валанжин-барремских продуктивных пластов БВ10, БВ8, АВ4-5, АВ2-3. Снизу вверх по продуктивным пластам низкокипя-щая фракция нефтей обедняется ароматическими углеводородами. В характере распределения н-алканов существенных изменений по
разрезу не наблюдается. Ряд представлен соединениями от С5 до С29-30, концентрационный минимум расположен в соединениях С7-8, на долю фракции С5-8 приходится 38-45 % от общей суммы н-алканов. Однако в пласте АВ4-5 общая закономерность нарушается: ряд заканчивается на С22-24, сумма С5-8 составляет всего 28 %.
12 3
В аптских отложениях (пласты АВ1 ‘, АВ1 ) залежь нефти обогащается нафтеновыми углеводородами, имеет газовую шапку. Конденсат из газовой части залежи характеризуется нафтеновым составом (до 77 %), причем проявляются конденсированные структуры, арены (ди- и тризамещенные бензолы) практически отсутствуют. Алканы нормального строения представлены рядом (С5-С13-14 с максимальным содержанием соединений С8, на долю фракции С5-8 приходится до 70 %).
Значительный объем исследований выполнен на Варьеганском месторождении по пластам БВ10, БВ8, БВ6, БВ5, БВ4, БВ3, в которых присутствуют различные типы флюидов. Так, в пластах БВ10, БВ5, БВ4 из газовых шапок получены конденсаты, которые на 90 % состоят из низкокипящих соединений, практически не содержат серы и парафинов, в групповом углеводородном составе присутствует 3-5 % аренов, количество алканов уменьшается вверх по разрезу с 68 до 55 % при одновременном росте нафтенов с 28-30 % до 40-50 %. Количественные изменения нафтеновых углеводородов четко прослеживаются и по значениям отношения метилциклогексана к нормальному гептану (МЦГ/пС7), которое составляет от 0,5-0,7 в пласте БВ10 до 1,5-2 в пластах БВ5, БВ4. Ряд н-алканов в конденсатах представлен соединениями С5-С9-12 с максимальным содержанием соединений С7. На долю фракции С5-8 приходится 55-98 % (максимальные содержания отмечаются в конденсате пласта БВ10).
В нефтях отмечается тенденция к обогащению углеводородных скоплений нафтенами снизу вверх по разрезу. Так, значение МЦГ/пС7, являющееся косвенным показателем содержания нафтеновых углеводородов, изменяется от 1 до 4.
В структурном отношении нафтеновые углеводороды преимущественно моноциклического строения, среди аренов преобладают би-циклические структуры (замещенные нафталины). Алканы нормального строения представлены рядом С5-С27-29, концентрационный максимум - С8—С9. Содержание легкой фракции С5-С8 возрастает вверх по разрезу от 25-30 до 40-50 %, концентрационный максимум приходится
на С8-С9. В ряду алканов изопреноидного строения (/Сп-/С21) низкотемпературные соединения составляют 65-75 % (до іС17 включительно). Максимальным содержанием обладает іС14. Отношение пристана (ІС19) к фитану (іС20) - 1,4-1,9, а отношение суммы изопреноидов к сумме н-алканов - 0,3-0,4.
На основе сопоставительного анализа структурно-хроматографических характеристик конденсата и низкокипящей фракции нефти из одного и того же продуктивного пласта установлено, что все основные параметры этих флюидов аналогичны. Это свидетельствует о единстве их генетической природы.
Для нефти пластов БС20 (берриас) и АС7 (готерив - баррем) Ма-монтовского месторождения характерны те же изменения углеводородного состава по разрезу, что и для нефти Варьеганского месторождения. В низкокипящей фракции уменьшается количество аренов (в отдельных случаях до полного исчезновения), возрастает содержание нафтеновых углеводородов (МЦГ/иС7 - от 0,5 до 1,4) и фракции С5-С8 н-алканов (от 33 до 50 %). В структуре и характере распределения н-алканов высококипящей фракции изменений не наблюдается: сохраняется структура бензольных и спиртобензольных смол, где преобладают углеводородные функциональные группы (п.п. 1610,
750-900, 1460, 1380 см-1), а в спиртобензольных смолах велико участие сульфоксидных структур (п.п. 1038-1040 см-1).
Аналогичные закономерности отмечаются на Фёдоровском месторождении по продуктивным пластам БС10 (валанжин), АС5-6 и АС4 (готерив - баррем). В низкокипящей фракции нефтей и конденсатах из газовой шапки пласта АС4 закономерно вверх по разрезу увеличивается количество нафтеновых углеводородов, снижается доля аренов; в конденсатах нафтены обладают преимущественно конденсированным строением, что приводит к резкому снижению количества н-алканов С5-С8 (до 40 %). Бензольные и спиртобензольные смолы сохраняют те же структурные свойства, что и в описанных выше месторождениях.
Для нефти продуктивных пластов БС21, БС6, БС5 (берриас) и АС12 (готерив - баррем) на Салымском месторождении, пластов БС5-6 и БС10 на Кочевском, пластов БС6, БС2 и АС7 на Нятлогском, Вынгинском и Минчимкинском месторождениях характерны те же изменения углеводородного состава низкокипящей фракции, что и для нефтей, описанных выше: увеличивается содержание нафтенов, усложняется (до конденсированной) их структура, снижается доля ароматических угле-
водородов; по мере роста концентрации моноциклических углеводородов увеличивается выход н-алканов С5-С8 (с 50 до 70 %), а появление конденсированных нафтенов приводит к резкому снижению фракции С5-С8 (до 35-38 %). По результатам структурно-хроматографического анализа углеводородных и неуглеводородных компонентов фракции выше 200 °С установлено, что они практически не изменяют своих свойств по исследованному продуктивному разрезу.
На примере Самотлорского, Варьеганского, Фёдоровского, Ма-монтовского, Салымского и других многопластовых месторождений выявлены закономерности изменения углеводородного состава залежей по продуктивному разрезу. Снизу вверх по разрезу перераспределение в составе нефтей происходит преимущественно в двух направлениях: первое связано с процессом утяжеления количества смолисто-асфальтеновых компонентов, парафинов, серы и уменьшения выхода низкокипящих соединений, второе проявляется в изменении углеводородного состава низкокипящей фракции. От нижних продуктивных пластов к верхним возрастает содержание нафтенов, причем на некоторых месторождениях этот процесс сопровождается появлением конденсированных структур (Самотлорское, Минчимкинское), одновременно уменьшается (до полного исчезновения) количество ароматических углеводородов. С ростом количества нафтенов в низкокипящей фракции увеличивается концентрация н-алканов С5-С8, однако появление конденсированных нафтенов сопровождается резким снижением выхода этих соединений.
Конденсаты газовых шапок сохраняют ту же тенденцию к изменению углеводородного состава вверх по разрезу, что и низкокипящая фракция нефтей, однако в верхних продуктивных пластах чаще обнаруживается присутствие конденсированных нафтенов. Конденсаты газовых шапок характеризуются следующими свойствами: плотность -695-765 кг/м , низкокипящая фракция достигает 85 %, сера и парафины практически отсутствуют. Групповой углеводородный состав конденсатов изменчив: на долю алканов приходится 55-87 %, нафтенов -12-40 %, аренов - 3-10 %.
Тяжелые нефти сеноманских отложений по основным показателям (отсутствие низкокипящей фракции, преобладание в высококипя-щей фракции конденсированных нафтенов), очевидно, относятся к типу биодеградированных.
Зона развития газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками располагается в пределах Надым-Пурской и Пур-Тазов-
ской нефтегазоносных областей. Месторождения также являются многопластовыми со стратиграфическим диапазоном продуктивности ва-ланжин-баррема.
Закономерности изменения углеводородного состава залежей по продуктивному разрезу Уренгойского, Новопортовского, Заполярного и некоторых других месторождений изучены детально, в настоящей статье рассматриваются вопросы изменения их фазового состояния.
В составе газового конденсата снизу вверх по продуктивным пластам закономерно увеличиваются количество нафтеновых углеводородов (имеющих в отдельных случаях конденсированную структуру) и выход н-алканов С5-8 (при наличии конденсированных нафтенов сумма С5-8 снижается). Концентрация ароматических углеводородов снижается до их полного исчезновения и ряд н-алканов сокращается в высокотемпературной области.
На рассматриваемых месторождениях степень интенсивности процесса перераспределения углеводородного состава газового конденсата по продуктивному разрезу различна. Так, на Уренгойском месторождении, где продуктивные пласты расположены в интервале глубин 3500-2500 м, отмечается плавное увеличение (снизу вверх) концентрации нафтеновых углеводородов и н-алканов С5-8. Наиболее отчетливо эта тенденция прослеживается в самых верхних продуктивных пластах (БУ8, БУ80, БУ1-2), где количество н-алканов С5-8 возрастает от 40 до 60 % от общей суммы, а отношение МЦГ/иС7 - с 3,5-3,7 до 7,08,0. Выше по разрезу (интервал 1800-1700 м) в пласте ПК21 конденсат на 60-70 % состоит из нафтеновых углеводородов, представленных как моноциклическими, так и конденсированными структурами, и практически не содержит аренов. Проявление конденсированных нафтенов сопровождается резким снижением н-алканов С5-С8 (до 9 %), причем основная доля приходится на октан.
На Юрхаровском, Западно-Таркосалинском, Юбилейном, Медвежьем и других месторождениях коренные изменения углеводородного состава конденсатов наблюдаются в небольшом интервале глубин разреза. Так, на Юрхаровском месторождении от пласта БУ12 до пласта АУ7 (2800-2000 м) в конденсатах практически исчезают арены, ряд н-алканов сокращается в высокотемпературной области (от С20-22 до С12-14), а моноциклические нафтены вносят основной вклад в их групповой состав, т. е. тенденция в перераспределении углеводородов сохраняется та же, но процесс протекает значительно интенсивнее, чем на Уренгойском месторождении.
Во вскрытой части разреза Южно-Ямальской и Усть-Енисейской нефтегазоносных областей обнаружены преимущественно газоконденсатные залежи. Характер изменения углеводородного состава конденсатов по продуктивному разрезу имеет ту же направленность, что и в рассмотренных выше месторождениях. Однако на значительных глубинах в готерив-барремской части разреза (месторождения Бованен-ковское, Харасавэйское) и в Усть-Енисейской области (начиная с ва-ланжина) (месторождения Соленинское, Казанцевское, Пеляткинское) наблюдается формирование залежей нафтенового состава. Следует отметить, что в групповом составе конденсатов упомянутых месторождений не только возрастает общее количество нафтеновых углеводородов, но и изменяется их структура - это преимущественно конденсированные нафтены. С появлением нафтенов конденсированного строения резко снижается содержание фракции н-алканов С5-8, основу которой составляет октан, а пентан и гексан чаще отсутствуют.
Из вышеизложенного можно сделать вывод, что характер изменения состава и свойств конденсата в пластовом газе по продуктивному разрезу многопластовых месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции однотипен. Однако интенсивность процесса перераспределения углеводородов изменяется в зависимости от структурного положения нефтегазоносных областей. В областях, приуроченных к погруженной зоне Западно-Сибирской плиты (Надым-Пур-ская, Пур-Тазовская), отмечается плавное изменение углеводородного состава конденсатов снизу вверх по разрезу (количественное перераспределение), а в прибортовых зонах (Южно-Ямальская, Усть-Енисей-ская) - скачкообразное изменение углеводородного состава залежей (количественное и структурное перераспределение). Объяснить это явление, на наш взгляд, можно, исходя из существующего различия температурных градиентов в районах исследования. В прибортовых зонах температурный градиент составляет 3,5-5,0 °С/100 м, тогда как в погруженных зонах он равен 2,5-3,0 °С/100 м. Температура является определяющим фактором растворимости углеводородов (жидких и твердых) в газовой фазе. В связи с этим в зонах с повышенным температурным градиентом процесс перехода углеводородов сложного состава в газовую фазу протекает значительно интенсивнее, чем в зонах с пониженным градиентом. Как указывалось выше, для многопластовых газоконденсатных месторождений характерно обогащение конденсатов нижних залежей аренами и высокомолекулярными н-алканами (до С24-26). Вверх по разрезу количество аренов уменьшается,
сокращается ряд н-алканов в высокотемпературной области (до С10-С14) с одновременным ростом выхода легкой фракции н-алканов С5-8, что способствует интенсивному растворению нафтенов, которые становятся преобладающим компонентом конденсатов. Количество конденсата уменьшается (от 300 до 1 г/м ) в том же направлении, что объясняется низкой растворимостью относительно сложных углеводородов в газовой фазе при пониженных термобарических условиях.
Общая тенденция в изменении углеводородного состава конденсатов и количества углеводородных соединений, переходящих в газовую фазу, сохраняется в пределах всего региона. Однако в приборто-вых зонах, характеризующихся повышенным температурным градиентом, рассматриваемый процесс наиболее контрастно проявляется в небольшом интервале глубин. В этом случае отмечаются не только количественное перераспределение углеводородного состава, но и существенные структурные изменения углеводородов. Выход конденсата в верхних залежах (по сравнению с нижними) резко снижается. При этом доля нормальных алканов в составе пластового газа сокращается, доля нафтенов сложного конденсированного строения возрастает и резко сокращается содержание С5+ (практически до 1 г/м ).
Установлено, что граница залегания сложных нафтенов в конденсатах в пределах Западно-Сибирского региона изменяется в диапазоне 1400-2600 м. Глубина границы зависит от температурного градиента. В зонах с температурными градиентами 1,6—2,3 °С /100 м сложные нафтены обнаружены на глубине 2000-2600 м (Усть-Часельское, Юрхаровское месторождения), при градиенте 3 °С и более на глубинах, не превышающих 1500 м (Бованенковское и Само-тлорское месторождения).
В глубине рассматриваемой границы отмечена четкая зональность площади региона.
Граница сложных нафтенов наиболее погружена в центральных зонах Усть-Енисейского, Надым-Пур-Тазовского и Пур-Тазовского нефтегазоносных районов - 2300 м. По направлению к восточной бортовой части Западно-Сибирской платформы глубина границы поднимается до -1800 м. В северной зоне Надым-Пур-Тазовской области при переходе к Карской области граница сложных нафтенов находится на отметке -1500 м. В пределах Приуральской, Фроловской, Среднеобской областях и северной зоне Каймысовской области сложные нафтены прогнозируются на глубине 1400-1500 м.
Нефтяные оторочки представляют собой природные системы, в которых одновременно находятся в различных количественных соотношениях соединения, присущие как конденсатам, так и нефтям. Последнее осложняет проведение сопоставительного анализа состава залежей по разрезу и соответственно выявление закономерностей изменения структурно-хроматографических параметров нефтей. По данным исследований низкокипящей фракции нефтей оторочек, установлено, что, во-первых, в едином продуктивном пласте она имеет тот же состав, что и конденсат газоконденсатного скопления, а во-вторых, изменение углеводородного состава нефтяной фракции по разрезу происходит в том же направлении, что и конденсатов газовых шапок.
Большинство исследованных нефтей оторочек относится к категории легких, в них практически отсутствуют асфальтены, смол не более 1-2 %, ряд н-алканов имеет протяженность до С25-С28, фракция н-алканов С5-С8 составляет не более 40-60 %, в классе нафтенов снижается содержание циклогексана, а арены представлены как моноцик-лическими, так и бициклическими соединениями.
В том случае, когда нефтяные оторочки формируются на небольших глубинах (до 1000 м), они могут быть подвержены биохимическому разрушению (Новый Порт, Русское и т.д.). В результате этого процесса нефть практически полностью теряет низкокипящую фракцию, в высококипящей фракции чаще отсутствуют н-алканы, нафтены становятся преобладающим компонентом и обогащаются конденсированными структурами; содержание смол и асфальтенов несколько увеличивается по сравнению с неразрушенными нефтяными оторочками.
Своеобразный характер изменения нефтей в залежах, расположенных вблизи дневной поверхности, дает основание отнести их к типу биодеградированных.
Список литературы
1. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. - М.: Недра, 1985. - 301 с.
2. Барташевич О.В. Нефтегазопоисковая битуминология / О.В. Барташевич. - М.: Недра, 1984. - 242 с.
3. Глебовская Е.А. Применение инфракрасной спектроскопии в нефтяной геохимии / Е.А. Глебовская. - Л.: Недра, 1971. - 240 с.
